PDF《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》

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1 - 清洁能源消纳行动计划(2018-2020 年) 清洁能源是能源转型发展的重要力量,积极消纳清洁能源是贯 彻能源生产和消费革命战略,建设清洁低碳、安全高效的现代能源 体系的有力抓手,也是加快生态文明建设,实现美丽中国的关键环 节.

近年来,我国清洁能源产业不断发展壮大,产业规模和技术装 备水平连续跃上新台阶,为缓解能源资源约束和生态环境压力作出 突出贡献. 但同时, 清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显, 特别是清洁能源消纳问题突出,已严重制约电力行业健康可持续发 展. 从现在到

2020 年,是我国全面建成小康社会的关键决胜期, 是能源发展转型的重要战略机遇期.为贯彻落实习近平新时代中国 特色社会主义思想和党的十九大精神,全面促进清洁能源消纳,制 定本行动计划. 总体要求:以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深 入贯彻党的十九大精神,全面落实党中央、国务院决策部署,紧紧 围绕 五位一体 总体布局和 四个全面 战略布局,牢固树立创新、 协调、绿色、开放、共享的发展理念.立足我国国情和发展阶段, 着眼经济社会发展全局,以促进能源生产和消费革命、推进能源产 业结构调整、推动清洁能源消纳为核心,坚持远近结合、标本兼治、 -

2 - 安全优先、清洁为主的原则,贯彻 清洁低碳、安全高效 方针,形 成政府引导、企业实施、市场推动、公众参与的清洁能源消纳新机 制,切实践行 绿水青山就是金山银山 的理念,为建设美丽中国而 奋斗. 工作目标:2018 年,清洁能源消纳取得显著成效;

到2020 年, 基本解决清洁能源消纳问题. 具体指标:2018 年,确保全国平均风电利用率高于 88%(力争 达到 90%以上) ,弃风率低于 12%(力争控制在 10%以内) ;

光伏发 电利用率高于 95%,弃光率低于 5%,确保弃风、弃光电量比

2017 年进一步下降.全国水能利用率 95%以上.全国大部分核电实现安 全保障性消纳.

2019 年,确保全国平均风电利用率高于 90%(力争达到 92% 左右) ,弃风率低于 10%(力争控制在 8%左右) ;

光伏发电利用率 高于 95%,弃光率低于 5%.全国水能利用率 95%以上.全国核电 基本实现安全保障性消纳.

2020 年,确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达 到95%左右) ,弃风率控制在合理水平(力争控制在 5%左右) ;

光 伏发电利用率高于 95%,弃光率低于 5%.全国水能利用率 95%以上.全国核电实现安全保障性消纳. (重点省份分年度目标见附件. )

一、优化电源布局,合理控制电源开发节奏

(一)科学调整清洁能源发展规划.结合能源、电力及可再生 -

3 - 能源 十三五 规划中期评估,科学调整 十三五 发展目标,优 化各类发电装机布局规模,清洁能源开发规模进一步向中东部消纳 条件较好地区倾斜,优先鼓励分散式、分布式可再生能源开发.

(二)有序安排清洁能源投产进度.各地区要将落实清洁能源 电力市场消纳条件作为安排本区域新增清洁能源项目规模的前提 条件,严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制,严禁违反规定 建设规划外项目.存在弃风、弃光的地区原则上不得突破 十三五 规划规模.

(三)积极促进煤电有序清洁发展.发挥规划引领约束作用, 发布实施年度风险预警,合理控制煤电规划建设时序,严控新增煤 电产能规模.有力有序有效关停煤电落后产能,推进煤电超低排放 和节能改造,促进煤电灵活性改造,提升煤电灵活调节能力和高效 清洁发展水平.

二、加快电力市场化改革,发挥市场调节功能

(四)完善电力中长期交易机制.进一步扩大交易主体覆盖范 围,拓展延伸交易周期向日前发展,丰富中长期交易品种,进一步 促进发电权交易,促进清洁能源以与火电等电源打捆方式在较大范 围内与大用户、自备电厂负荷等主体直接签订中长期交易合约.创 新交易模式,鼓励合约以金融差价、发电权交易等方式灵活执行, 在确保电网安全稳定运行情况下,清洁能源电力优先消纳、交易合 同优先执行.

(五) 扩大清洁能源跨省区市场交易. 打破省间电力交易壁垒, -

4 - 推进跨省区发电权置换交易,确保省间清洁能源电力送电协议的执 行,清洁能源电力可以超计划外送.在当前跨区域省间富余可再生 能源电力现货交易试点的基础上,进一步扩大市场交易规模,推动 受端省份取消外受电量规模限制,鼓励送受两端市场主体直接开展 交易.各地不得干预可再生能源报价和交易.合理扩大核电消纳范 围,鼓励核电参与跨省区市场交易.

(六)统筹推进电力现货市场建设.鼓励清洁能源发电参与现 货市场,并向区外清洁能源主体同步开放市场.在市场模式设计中 充分考虑清洁能源具有的边际成本低、出力波动等特性.电力现货 市场建设试点从

2019 年起逐步投入运行.持续推动全国电力市场 体系建设,促进电力现货市场融合.

(七)全面推进辅助服务补偿(市场)机制建设.进一步推进 东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等电力辅助服 务市场改革试点工作,推动华北、华东等地辅助服务市场建设,非 试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制.实现电力辅助服务补偿 项目全覆盖,补偿力度科学化,鼓励自动发电控制和调峰服务按效 果补偿, 按需扩大储能设备、 需求侧资源等电力辅助服务提供主体, 充分调动火电、储能、用户可中断负荷等各类资源提供服务的积极 性.

三、加强宏观政策引导,形成有利于清洁能源消纳的体制机制

(八)研究实施可再生能源电力配额制度.由国务院能源主管 部门确定各省级区域用电量中可再生能源电力消费量最低比重指 -

5 - 标.省级能源主管部门、省级电网企业、售电公司和电力用户共同 承担可再生能源电力配额工作和义务.力争在

2018 年全面启动可 再生能源电力配额制度.

(九)完善非水可再生能源电价政策.进一步降低新能源开发 成本,制定逐年补贴退坡计划,加快推进风电、光伏发电平价上网 进程,2020 年新增陆上风电机组实现与煤电机组平价上网,新增集 中式光伏发电尽早实现上网侧平价上网.合理衔接和改进清洁能源 价格补贴机制.落实《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》 有关要求,鼓励非水可再生能源积极参与电力市场交易.

(十)落实清洁能源优先发电制度.地方政府相关部门在制定 中长期市场交易电量规模、火电机组发电计划时,应按照《可再生 能源发电全额保障性收购管理办法》 《保障核电安全消纳暂行办法》 要求足量预留清洁能源优先发电空间,优先消纳政府间协议水电跨 省跨区输电电量和保障利用小时内的新能源电量.逐步减少燃煤电 厂计划电量,计划电量减小比例应不低于中长期市场的增加比例;

考虑清洁能源的出力特性,细化燃煤电厂计划电量的分解至月度, 并逐步过渡至周.鼓励核电开展 优价满发 试点,充分发挥资源 环境效益,合理平衡经济效益.因清洁能源发电影响的计划调整, 经省级政府主管部门核定后,不纳入 三公 考核.系统内各类电 力主体共同承担清洁能源消纳义务. (十一)启动可再生能源法修订工作.随着我国可再生能源产 业的快速发展,可再生能源已逐渐成为我国的主要能源品种之一, -

6 - 面对可再生能源规模化发展、对电力系统渗透率不断提高等新形势, 应尽快启动可再生能源法修订工作,更好地促进清洁能源健康发展.

四、深挖电源侧调峰潜力,全面提升电力系统调节能力 (十二)实施火电灵活性改造.省级政府相关主管部门负责制 定年度火电灵活性改造计划,国家能源局派出机构会同相关部门组 织省级电网公司对改造机组进行验收.研究出台火电灵活性改造支 持性措施,将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩. (十三)核定火电最小技术出力率和最小开机方式.国家能源 局派出机构会同相关部门,组织省级电网公司开展火电机组单机最 小技术出力率和最小开机方式的核定;

2018 年底前全面完成核定工 作,并逐年进行更新和调整;

电力调度机构严格按照核定结果调度 火电机组. (十四)通过市场和行政手段引导燃煤自备电厂调峰消纳清洁 能源.进一步扩大清洁能源替代自备电厂负荷市场交易规模,研究 出台自备电厂负荷调峰消纳新能源的相关政策,加强自备电厂与主 网电气连接,率先实现新能源富集地区自备电厂参与调峰.督促自 备电厂足额缴纳政府性基金和附加,提高清洁能源替代发电的竞争 性.2018 年,清洁能源年替代自备电厂发电量力争超过

100 亿千瓦 时;

到2020 年,替代电量力争超过

500 亿千瓦时. (十五)提升可再生能源功率预测水平.可再生能源发电企业 利用大数据、人工智能等先进技术提高风况、光照、来水的预测精 度,增加功率预测偏差奖惩力度,对于偏差超过一定范围的电量进 -

7 - 行双向考核结算,国家能源局派出机构或地方能源主管部门做好考 核细则制定工作,区域和省级电网公司做好功率预测的汇总和考核 工作.

五、完善电网基础设施,充分发挥电网资源配置平台作用 (十六)提升电网汇集和外送清洁能源能力.加快推进雅中、 乌东德、白鹤滩、金沙江上游等水电外送通道建设;

研究推进青海、 内蒙古等富集地区高........